авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

«А. Г. Сошинов, С. А. Плаунов, А. М. Крайнев, М. И. Крайнев, Г. Г. Угаров ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК СИСТЕМ ...»

-- [ Страница 2 ] --

а) рабочие чертежи, предназначенные для производства строи тельных и монтажных работ;

б) рабочую документацию на строительные изделия по ГОСТ 21.50193 СПДС;

в) эскизные чертежи общих видов нетиповых изделий по ГОСТ 21.114 95 СПДС (по необходимости);

г) спецификации оборудования, изделий и материалов по ГОСТ 21.110 95 СПДС;

д) другую прилагаемую документацию, предусмотренную соот ветствующими стандартами СПДС;

е) сметную документацию по установленным формам.

Проектную документацию, предназначенную для утверждения (ста дия–проект, утверждаемая часть рабочего проекта), комплектуют в тома, чаще всего, по отдельным разделам, предусмотренным строительными нормами и правилами. Каждый том нумеруют арабскими цифрами.

Пример: том 1 Общая пояснительная записка;

том 2 Генеральный план и транспорт.

При необходимости тома делят на части. В этом случае их нумеруют по типу: том 1.1., том 1.2.

Текстовые и графические материалы, включаемые в том, комплек туют, как правило, в следующем порядке:

• обложка;

• титульный лист;

• содержание;

• состав проекта;

• пояснительная записка;

• основные чертежи, предусмотренные строительными нормами и правилами.

Каждому текстовому и графическому документу, включенному в том, присваивают обозначение, которое указывают на титульном листе и в основных надписях.

В состав обозначения включают базовое обозначение, устанавли ваемое по действующей в организации системе, и через дефис марку и/или шифр раздела проекта. Марки разделов проекта принимают по аналогии с марками основных комплектов рабочих чертежей.

Примеры:

1 2345-ПЗ Раздел «Общая пояснительная записка»;

2 2345-ГТ Раздел «Генеральный план и транспорт»;

3 2345-12-АС Раздел «Архитектурно-строительные решения», где: 2345 номер договора (контракта) или шифр объекта строи тельства;

12 номер здания или сооружения по генеральному плану;

2345-12 базовое обозначение;

ПЗ шифр раздела проекта;

ГТ и АС марки разделов проекта.

Текстовые и графические материалы, как правило, включают в том на листах, сложенных по формату А4 ГОСТ 2.30168 ЕСКД.

В каждый том включают не более 250 листов формата А4, 150 лис тов формата А3, 75 листов формата А2 и 50 листов формата А1.

Текстовые документы выполняют по ГОСТ 2.10595 ЕСКД.

Рабочие чертежи, предназначенные для производства строительных и монтажных работ, объединяют в комплекты (далее основные ком плекты) по маркам.

Основной комплект рабочих чертежей любой части может быть раз делен на несколько основных комплектов той же марки (с добавлением к ней порядкового номера) в соответствии с процессом организации строи тельных и монтажных работ.

Пример: АС1;

АС2;

КЖ1;

КЖ2.

Каждому основному комплекту рабочих чертежей присваивают обо значение, в состав которого включают базовое обозначение, устанавли ваемое по действующей в организации системе, и через дефис марку основного комплекта.

Пример: 2345-12-АР, где: 2345 номер договора (контракта) или шифр проекта строительства;

12 номер здания или сооружения по генеральному плану;

2345-12 базовое обозначение;

АР марка основного комплекта рабочих чертежей.

При выполнении проектной, рабочей и другой технической доку ментации, предназначенной для строительства предприятий, зданий и сооружений, следует руководствоваться требованиями соответствующих стандартов СПДС, а также стандартов ЕСКД.

Перечень стандартов ЕСКД, подлежащих учету при выполнении графической и текстовой документации для строительства, приведен в приложении № 9.

Чертежи выполняют в оптимальных масштабах с учетом их сложно сти и насыщенности информацией.

Масштабы на чертежах не указывают, за исключением чертежей из делий и других случаев, предусмотренных в соответствующих стандар тах СПДС.

Глава 5. Заключение договора на выполнение и разработку проектно-сметной документации Еще до заключения договора с заказчиком (который может быть од новременно и инвестором) проектная организация-исполнитель участвует в тендере (конкурсе), обсуждении условий договора и технического задания.

При этом затраты на проведение такой работы покрываются за счет дохода от других проектных работ, здесь же имеется некоторый риск не получить возврата затраченных средств. Поэтому на данном этапе исполнителю важ но сделать быстро, с высоким качеством и по приемлемой цене проект, чтобы получить заказ. Он должен показать, что его проектные решения удовлетворят все запросы и требования заказчика, что они будут носить инновационный характер и что, построив объект, заказчик будет получать прибыль в течение длительного расчетного периода. В процессе перегово ров сторон обсуждается стоимость проектных работ, сроки выполнения и другие положения: будет ли линия с изолированным или голым проводом, вибрированные или центрифугированные опоры, закрытое или открытое распредустройство подстанции, степень автоматизации подстанции, тип связи, учет электроэнергии. В большинстве случаев исполнитель определя ет укрупненно стоимость строительства, чтобы заказчик смог оценить свои финансовые возможности и окончательно решить строить или не строить электроустановку, а если строить, то как она будет выглядеть в общих чер тах и сколько будет стоить. Для исполнителя уже на этом этапе начинается работа и с заказчиком, и над исполнением будущего задания и будущего договора. Иногда, оценив свои возможности, заказчик отказывается заклю чить договор, проектировщики теряют объем работы. Но чаще всего дого вор заключается.

Стоимость проектно-изыскательских работ (ПИР) исполнитель определяет по «Справочнику базовых цен на проектные работы для строительства. Объекты энергетики», утвержденному приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 10.02.2003 г. № 39 [6]. В приложении № 8 дан пример сметы на ПИР. Все взаимоотношения заказчика и исполнителя с момента заключения договора регулируются этим договором и дейст вующими законодательными актами Российской Федерации, в частности Гражданским кодексом РФ.

«Справочник базовых цен на проектные работы для строительства.

Объекты энергетики» разработан на основании постановлений Госстроя РФ от 12.01.01. № 8, от 08.04.02 № 16 и поручения РАО «ЕЭС России» [6].

«Справочник» включает в себя:

• Основные положения.

• Порядок определения базовой цены проектных работ и таблицы базо вых цен, определяемых в зависимости от общей стоимости строительства.

• Таблицы удельной стоимости разработки рабочей документации (РД) по зданиям, сооружениям и видам работ, которые одновременно оп ределяют состав зданий, сооружений и видов работ, образующих ком плекс энергообъекта, для которого разработаны таблицы базовых цен, определяемых в зависимости от общей стоимости строительства.

Одним из назначений таблиц удельной стоимости разработки РД яв ляется их использование для определения базовых цен проектных работ для строительства объектов реконструкции и/или техперевооружения.

• Порядок определения базовой цены и таблицы базовых цен для от дельных видов проектных работ, не входящих в базовую цену проектных работ вышеуказанного комплекса энергообъекта и определяемых в зависи мости от натуральных показателей (мощность, протяженность, площадь и т.

д.).

• Таблицы относительной стоимости разработки проектной доку ментации по специализированным разделам проекта.

Базовые цены проектных работ составлены для нового строительства.

При этом комплекс документов и положений, включенных в «Справоч ник», обеспечивает также возможность определения базовых цен проект ных работ для строительства объектов реконструкции и/или техперевоору жения.

«Справочник» предназначен для расчета базовых цен проектных работ с целью последующего формирования договорных цен на разработку про ектной документации для промышленного строительства объектов энерге тики.

Базовая цена разработки проектной документации (проект + рабочая документация) определяется в зависимости от натуральных показателей объектов проектирования по формуле:

С = (а + вх) · Кинд, где: а и в постоянные величины для определенного интервала основного показателя проектируемого объекта, тыс. руб.;

х основной показатель про ектируемого объекта;

Кинд индекс цен на проектные работы к уровню, ус тановленному на 01.01.2001 г. и отражающему инфляционные процессы на момент определения цены проектных работ для строительства объекта.

Расчетный уровень базовых цен на проектные работы для строи тельства, определяемых в зависимости от натуральных показателей, к уровню базовых цен на проектные работы по состоянию на 1 января года (см. письмо Госстроя России от 13.01.98 г. № 9-1-1/6) принят в «Справочнике» равным 10,0.

Базовая цена проектных работ в зависимости от натуральных пока зателей определяется по таблицам 1554 «Справочника». Относительная стоимость разработки проектно-сметной документации в процентах от цены приведена в таблицах относительной стоимости к ним.

Проектная подготовка строительства (проектирование электроуста новок) это вид бизнеса, определенный сектор рынка услуг. Исполните лю необходимо не только выполнить требования заказчика, но и самому получить доход от выполнения работы (услуги). Поэтому следует при со ставлении смет на ПИР определить, будет ли выгодно выполнять работу, не превысят ли затраты размеров дохода от реализации проектно сметной документации (ПСД) на электроустановку.

После того, как задание получено, договор заключен, работа над проектом продолжается. На первый план выступает задача принятия тех нических решений, выбора электрооборудования, выполнения необхо димых расчетов, поиск источников информации, подбор типовых проек тов, запросы на заводы, выполнение чертежей индивидуальной разработ ки. На подстанциях, например, разрабатывают план и разрез подстанции, выбор ячеек 6–10 кВ, освещение, заземление, план фундаментов и мно гие другие чертежи. Количество и степень проработки (детализации) чертежей определяется видом строительства (новое или реконструкция), мощностью подстанции, классом напряжения (10 кВ, 35 кВ, 110 кВ, кВ и выше) и другими конкретными условиями, присущими именно дан ному объекту. Например, характером грунта, степенью загрязнения, ве личиной снежного покрова и т. д.

Если объект относится к новому строительству, то поиск источников технической информации начинается с выбора информационной базы электрооборудования, изучения «старых» и современных решений зада чи, оговоренной в договоре. Подбор аналога облегчит решение задачи, но может отвлечь от принятия инновационного современного подхода.

Опытный проектировщик опирается на прежний опыт, но должен смот реть (и смотрит) в будущее и принять обоснованное технически и эконо мически решение. Здесь помогают опыт, интуиция и умение выполнять расчеты, полученные в учебном заведении.

Если электроустановка реконструируется, модернизируется, обнов ляется, то проектировщик начинает работу над объектом с поиска давно выполненного проекта по данной электроустановке. Например, если на ПС «Кременки» необходимо установить для организации АСКУЭ транс форматор тока 110 кВ типа ТФЗМ 110 Б-IV-0,5/10/10/10,, то проекти ровщик ведет поиск проекта данной подстанции. Например, в техническом архиве института «ПоволжСЭП» хранится более тысячи единиц проектов подстанций 35–110 кВ, выполненных в течение более чем полувека.

Найдя материал по существующему объекту, проектировщик решает основную свою задачу по размещению нового оборудования на сущест вующем объекте. Важно при этом выдержать требования ПУЭ и правила по охране труда обслуживающего персонала, соблюдая расстояние до проводов, выводов и другие многочисленные требования.

Кроме общих нормативных технических документов, таких как ПУЭ, СНиП 11-0195, ГОСТ 21.10197* и других, по видам установок ведомствами или крупными холдингами, подобными РАО «ЕЭС Рос сии», издаются рекомендации, конкретизирующие требования. Напри мер, по проектированию подстанций введены приказом Минэнерго Рос сии от 30 июня 2003 года № 288 «Рекомендации по технологическому про ектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35750 кВ» [8].

Глава 6. Проектирование электроустановок. Поиск нормативной, справочной документации и типовых проек тов Проектировщик, прежде всего, должен изучить и иметь на рабочем месте (кроме электронного вида, желательно на бумажном носителе) ос новные необходимые нормативные документы: Правила устройства элек троустановок с изменениями и дополнениями [12], раздел Гражданского кодекса РФ, касающийся электроснабжения [9], Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ [19], Межотраслевые правила по охране труда и эксплуатации электроустановок [10], Инст рукцию «О порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и со оружений СНиП 11-01-95» [3], ГОСТ 21.

10197 Основные требования к проектной и рабочей документации [7], Правила «СП 11-10195 Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвести ций в строительство предприятий, зданий и сооружений» [2], Перечень основной нормативной и методической документации, используемой при осуществлении деятельности по проектированию, строительству и инже нерным изысканиям для строительства ИД 29.2002 [11], различные стандарты, указания, методические рекомендации. Названным перечнем не ограничивается список используемой нормативной документации. Эти источники позволят начать работу и в дальнейшем осуществлять поиск необходимых для проектирования источников.

Для обеспечения необходимого уровня качества ПСД и сокращения трудозатрат при проектировании специализированные энергетические институты, в частности «Энергосетьпроект» и «РОСЭП», занимающиеся проектированием электросетевых объектов напряжением 0,4–500 кВ и выше, ежегодно или периодически через 2–3 года выпускают общедос тупные перечни действующих типовых проектов и перечни нормативной и справочной документации по проектированию электрических сетей, а также указатели информационных и методических материалов по проек тированию электроснабжения потребителей по состоянию на 1 января текущего года. Например, выпуск № 1 за 2004 г. сборника «Руководящие материалы по проектированию распределительных электрических сетей»

объемом 5,5 учетно-издательских листов, выпущенный ОАО «РОСЭП»

РАО «ЕЭС России» тиражом 300 наименований типовых проектов по трансформаторным подстанциям, линиям электропередачи, электриче ским станциям и электрокотельным. Здесь приведены нормативы и мето дики по сметным разделам проектной документации. Из сотен наимено ваний работ приведем для примера два типовых проекта, которые могут быть использованы электриком-проектировщиком: 407-03-533.89 Откры тые распределительные устройства 110 кВ по схемам 4Н, 5Н, 5АН для районов ХЛ;

407-03-531.89 Открытые распределительные устройства 35...500 кВ для районов с загрязненной атмосферой. Электрооборудова ние с внешней изоляцией категории Б.

Такие сборники позволяют как начинающему, так и опытному про ектировщику быстро ориентироваться в море информации, выбрать необ ходимый типовой проект, проект повторного применения или работу спе циализированных организаций и использовать ее для разработки конкрет ного индивидуального электросетевого проекта. Крупные проектные орга низации (прежде всего, филиал «ПоволжСЭП» ОАО «Волгоэнергопроект Самара», правопреемник института «ПоволжСЭП» располагают подобны ми сборниками за многолетний период, начиная практически с послевоен ных лет середины ХХ века). Вместе с тем, нужно отметить, что и неболь шие проектные и проектно-монтажные организации, имея выход в Интер нет, электронную почту и связь с заводами и научно-техническими цен трами (например, в Самаре, Ростове, Екатеринбурге и другими) могут получить нужную информацию в желаемом объеме и достаточно опера тивно.

Важным источником информации для проектировщика являются номенклатурные каталоги электротехнических изделий и оборудования, публикуемые проектными институтами, обществами, подобными «Ин формэлектро», и заводами. Для общего представления о заводах, выпус кающих электрооборудование, можно назвать, например, такие предпри ятия: «Группа компаний «Электрощит» ТМ Самара», Московский за вод «Электрощит», «Мытищинский ЭМЗ», Чебоксарский завод «ЧАЭЗ», Люберецкий ЭМЗ, Саратовские заводы «Прогресс» и «Контакт», Волго градский ЭМЗ, Краснодарское предприятие «Электроприбор», Ставро польский завод «Сигнал» и многие другие отечественные заводы.

Информация, полученная непосредственно с заводов, обладает дос товерностью, точностью и необходимой полнотой. Сведения о самих за водах и номенклатуре их продукции можно получить из разных источни ков, начиная с телефонных справочников, рекламных буклетов, катало гов с многочисленных специализированных выставок и заканчивая раз личными сборниками проектных организаций.

Многие отечественные заводы работают совместно с известными иностранными фирмами, например, Simens, Nokia, ABBA.

Во всех случаях выбор оборудования проектировщик осуществляет, исходя из поставленной заказчиком цели, отдавая приоритеты уровню без отказности, стоимости, комплектности и сроков поставки. При равных ус ловиях крупные холдинги, такие как РАО «ЕЭС России» с региональными сетевыми компаниями, отдают предпочтение отечественному оборудова нию [40].

Глава 7. Порядок проектирования электроустановок на примере разработки основных решений по подстанциям 35220 кв 7.1. Функции коммутационных аппаратов Подстанции являются узловыми точками в системах электроснабжения (СЭС), обеспечивающими прием и преобразование электроэнергии для электроснабжения электроустановок различного технологического назначе ния. В зависимости от функции подстанции выполняются трансформатор ными или преобразовательными, двигатель-генераторными, выпрямитель ными.

При проектировании подстанций необходимо решать задачи, обу словленные:

• требованиями потребителей (производственно-технологические и территориальные требования, напряжение, мощность, требуемые надеж ность и соблюдение качества электрической энергии и др.);

• условиями подключения к существующей СЭС (например, пропу скная способность, надежность и качество электрической энергии в ос новных узлах СЭС, безопасность работ при эксплуатации и пр.);

• требованиями эксплуатации (ремонтоспособность, проведение опе ративных переключений, гибкость, учитывающая перспективу роста или сворачивания производства).

Подстанции и распределительные устройства (РУ), являясь узловы ми точками СЭС, отделяются от элементов СЭС коммутационными ап паратами, которые обеспечивают целевое включение и выключение их в нормальных и аварийных режимах. Таким образом, коммутационные ап параты представляют собой одновременно соединяющие элементы меж ду самостоятельными частями СЭС.

С точки зрения основных выполняемых функций РУ и коммутацион ные аппараты можно разделить на функционально самостоятельные участки (рис. 7.l):

• питание (В) электрической энергией реализуется через коммутацион ный аппарат (функция подключение), кабельную или воздушную линию электропередачи (функция передача) и трансформатор (функция преобра зование);

• распределение (Р) электрической энергии реализуется через участ ки сборных шин;

• потребление (П) электрической энергии;

единство «рабочая маши на привод присоединение».

Существенным является то, что функционально-обособленные участ ки ограничиваются коммутационными аппаратами, которые выполняют функции включения и отключения при нормальной и аварийной работе.

Коммутационные аппараты представляют одновременно элементы соеди нения между функционально связанными участками (функция – включе ние).

Трансформаторная подстанция устройство Распред Р Включение В Питание Питание Передача Трансформация Сборные шины Распределение Трансформаторная устройство Включение подстанция Распред Р Распределение Включение П Отходящая Потребление линия Передача Рис. 7.1. Основные функции коммутационных аппаратов и распределительных устройств К другим функциям, подлежащим реализации при проектировании, относятся:

• разъединение, т. е. создание видимых точек разрыва при ремонте;

• измерение интересующих параметров процесса электроснабжения;

• контроль процесса распределения электроэнергии.

Распределительное устройство (рис. 7.1) конструктивное объеди нение ячеек РУ одного уровня напряжения в одну конструктивную еди ницу, включая необходимые вспомогательные установки. Описываются как «блок» функционально связанных участков сборных шин.

Трансформаторная подстанция (рис. 7.1) конструктивное объеди нение РУ и трансформатора (трансформация напряжения), а также всех вспомогательных установок в одной конструктивной единице.

Распределение: расположение РУ небольшой мощности в непосред ственной близости к потребителям с их непосредственным присоедине нием или без силовых выключателей (защита от короткого замыкания осуществляется предохранителями);

коммутационными аппаратами яв ляются контакторы (при ручном управлении) или магнитные пускатели (при дистанционном управлении).

Технически и экономически целесообразные предельные значения РУ являются важнейшим фактором для проекта основной схемы РУ. Не обходимо обратить внимание на соотношения между номинальной мощ ностью и мощностью при коротком замыкании, а также на динамиче скую и термическую устойчивость при коротких замыканиях в РУ и за траты на сооружение РУ.

Вследствие высокой плотности нагрузки, большого количества по требителей, общих высоких требований к надежности и относительно небольших расстояний в промышленных СЭС подстанции являются эле ментами, определяющими стоимость всей СЭС. По своему количеству и по количеству ячеек они значительно разнообразнее по объему, чем СЭС коммунального электроснабжения.

От построения основной схемы подстанции зависит возможность питания и распределения электроэнергии в соответствии с требованиями к мощности, качеству и надежности.

Разработка основного соединения осуществляется на основе изо браженных на рис. 7.1 функционально-самостоятельных участков П, Р и В. Связи между функцией и структурой, а также разработка принципиальной основной схемы определяют следующие зависимости:

• определение числа групп потребителей в соответствии с производ ственно-технологическими и территориальными условиями, с уровнями напряжения, а также с требованиями качества и надежности;

они являются основой при решении необходимого количества секций сборных шин Рi;

• учет отказов секций сборных шин Рi вследствие повреждений или плановых прекращений работы, а также их одновременного возобновле ния является основой при определении необходимого количества резерв ных секций сборных шин.

• в результате согласования питающих вводов в подстанцию Вi с сек циями сборных шин Pi с учетом надежности можно определить количе ство требуемых источников питания.

При проектировании или разработке проекта имеют место две суще ственные ступени (рис. 7.2).

Ступени Основные соединения разработки основных без резерва с резервом соединений питания сборных шин Принципиальная схема основного со единения Технически реализуемая схема основного со единения Рис. 7.2. Принципиальные ступени разработки основного соединения 1. Разработка проекта принципиальной основной схемы. Здесь про исходит абстрактное рассмотрение отдельных функциональных участков и их комбинаций для разработки необходимых путей потока энергии.

2. Определение параметров техники реализуемой основной схемы.

Здесь происходит конкретное рассмотрение отдельных функциональных блоков, т. е. выбор и установление параметров необходимого электро технического оборудования для определенных значений мощности, надежности и качества при нормальном и аварийном режимах.

7.2. Основные положения по проектированию подстанций 35–220 кВ Основные положения по проектированию подстанций определены в «Рекомендациях по технологическому проектированию подстанций пе ременного тока с высоким напряжением 35750 кВ» [8].

Приведем отдельные требования, касающиеся схем подстанций.

Рекомендации распространяются на вновь сооружаемые, расширяе мые, а также подлежащие техническому перевооружению и реконструк ции подстанции и переключательные пункты напряжением 35750 кВ.

Они предназначены для руководителей и специалистов проектных и эксплуатационных организаций электроэнергетики.

Рекомендации по технологическому проектированию подстанций (ПС) определяют основные положения по проектированию ПС и пере ключательных пунктов (ПП) переменного тока с высшим напряжением 35750 кВ, включая ПС и распределительные устройства (РУ) заводского изготовления.

Рекомендации распространяются на вновь сооружаемые, расширяе мые, а также подлежащие техническому перевооружению и реконструк ции (ТПВ и РК) ПС и ПП напряжением 35750 кВ.

При проектировании указанных ПС с учетом существующих схем РУ, компоновок оборудования, конструкций зданий и вспомогательных сооружений возможны обоснованные отступления от настоящих Реко мендаций. Указанное не распространяется на требования, связанные с техникой безопасности, пожаробезопасностью, экологией.

При проектировании ПС руководствуются Правилами устройства электроустановок, настоящими Рекомендациями, а также другими нор мативными документами.

При проектировании подстанций обеспечивается:

• надежное и качественное электроснабжение потребителей;

• внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соот ветствие всего комплекса показателей подстанций современному миро вому техническому уровню;

• высокий уровень технологических процессов и качества строи тельных и монтажных работ;

• соблюдение требований экологической безопасности и охраны ок ружающей среды;

• ремонтопригодность применяемого оборудования и конструкций;

• передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала.

Проектирование новых подстанций выполняется на базе обоснова ний, содержащих основные технические решения, экономическую оцен ку эффективности инвестиций, а также финансовые показатели реконст руируемой подстанции, в том числе себестоимость передачи электро энергии, прибыль, рентабельность и срок инвестиций.

Проектирование ПС выполняется на основании:

• схемы развития энергосистемы;

• схемы организации ремонта, технического и оперативного обслу живания (схемы организации эксплуатации) энергосистемы;

• схемы развития средств управления общесистемного назначения, включающей релейную защиту и автоматику аварийного режима (РЗА), противоаварийную автоматику, а также схемы развития систем диспет черского управления и систем учета энергии и мощности;

• схемы организации плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС районе.

Из схем развития энергосистемы и сетей района принимаются сле дующие исходные данные:

• район размещения ПС;

• нагрузки на расчетный период по годам и их рост на перспективу с указанием распределения их по напряжениям и категориям (%);

• число, мощность и номинальные напряжения трансформаторов;

• соотношения номинальных мощностей обмоток трехобмоточных трансформаторов;

• уровни и пределы регулирования напряжения на шинах ПС и необ ходимость дополнительных регулирующих устройств с учетом требова ний к качеству электроэнергии;

• необходимость, тип, количество и мощность источников реактив ной мощности, в том числе шунтирующих реакторов;

• число присоединяемых линий напряжением 35 кВ и выше и их на грузки (число линий 6, 10 кВ и их нагрузки по данным заказчика);

• рекомендации по схемам электрических соединений ПС;

• режимы заземления нейтралей трансформаторов;

• места установки, число и мощность шунтирующих реакторов и дру гих защитных средств ограничения перенапряжения в сетях 110 кВ и выше;

• места установки, число и мощность дугогасящих реакторов для компенсации емкостных токов в сетях 35 кВ и выше (для сети 6, 10 кВ по данным заказчика);

• требования по обеспечению устойчивости электропередачи (энер госистемы);

• требования к схемам управления общесистемного назначения;

• расчетные значения токов однофазного и трехфазного КЗ с учетом развития сетей и генерирующих источников на срок до 10 лет, считая от предполагаемого срока ввода ПС в эксплуатацию, а также мероприятия по ограничению токов КЗ.

Из схем организации ремонта, технического и оперативного об служивания (схем организации эксплуатации) энергосистем принимаются следующие исходные данные:

• форма и структура ремонтно-эксплуатационного обслуживания и оперативно-диспетчерского управления ПС;

• технические средства для ремонтно-эксплуатационного обслужи вания и оперативно-диспетчерского управления ПС;

• граница раздела обслуживания объектов различными энергообъе динениями и энергопредприятиями.

Из схем организации плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС районе принимаются следующие исходные данные:

• необходимость и способ плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ, отходящих от ПС;

• количество устанавливаемых на ВЛ дистанционных сигнализато ров гололедообразования.

Из схем управления общесистемного назначения принимаются сле дующие данные:

• объемы реконструкции устройств релейной защиты и вторичных це пей самой ПС (при расширении и модернизации) и ПС прилегающей сети;

• объемы реконструкции средств противоаварийной автоматики (ПА), автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ), на пряжения (АРН) прилегающей сети;

• данные о необходимости установки дополнительных коммутаци онных аппаратов, измерительных трансформаторов.

Проект (рабочий проект) ПС выполняется на расчетный период ( лет с момента предполагаемого срока ввода в эксплуатацию), а также с учетом перспективы ее развития.

При проектировании ПС рассматриваются вопросы по приведению схемы прилегающей электрической сети и ее отдельных элементов в со ответствии с:

• выполненной и утвержденной схемой развития электрических се тей энергосистемы или ее отдельных элементов;

• обеспечением требований законодательства в области охраны ок ружающей среды и сбережения энергоресурсов.

В распределительной сети энергосистемы новое строительство и техническое перевооружение существующей сети направлено на обеспече ние:

• необходимой надежности построения схем электрической сети, при которой обеспечиваются нормативные требования;

• инструкций, касающихся внешнего электроснабжения отдельных потребителей (групп потребителей);

• оптимизации работы электрической сети путем обеспечения усло вий регулирования напряжения (установка трансформаторов с РПН и др.), при которых достигается надлежащее качество напряжения у потре бителей в нормальных и расчетных послеаварийных режимах работы электрической сети;

• ограничения токов к. з.

Выбор площадки для строительства ПС производится в соответст вии с требованиями земельного, водного законодательства, законода тельными актами по охране природы и использованию природных ресур сов на основании схемы развития электрических сетей района или схемы электроснабжения конкретного объекта и проектов планировки городов и поселков. Площадка ПС по возможности размещается вблизи центра электрических нагрузок, дорог, населенных пунктов, как правило, на не пригодных для сельскохозяйственного использования землях.

Схемы электрических распределительных устройств напряжением 6750 кВ выбираются с учетом схем развития энергосистемы, электро снабжения объекта и других внестадийных работ по развитию электриче ских сетей. На ПС могут использоваться 2 и более трансформаторов, ус танавливаются, как правило, трехфазные трансформаторы.

Применяемые трансформаторы поставляются с устройством автома тического регулирования напряжения под нагрузкой. На стороне высшего напряжения (ВН) силовых трансформаторов подстанций 35, 110 кВ не ис пользуются предохранители. На стороне 6 и 10 кВ предусматривается, как правило, раздельная работа трансформаторов. Степень ограничения токов к. з. определяется с учетом применения наиболее легкого оборудования, кабелей и проводников. При необходимости компенсации емкостных токов в сетях 35, 10 и 6 кВ на ПС устанавливаются дугогасящие заземляющие ре акторы с плавным или ступенчатым регулированием индуктивности.

Выбор электротехнического оборудования осуществляется на осно ве исходных данных о примыкающих электрических сетях, особых усло виях окружающей среды, данных по росту нагрузок, передаваемой мощ ности, развитию электрических сетей на расчетный период и учета пер спективы развития ПС на последующий период. Мощность трансформа торов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе (с учетом их допусти мой по техническим условиям на трансформаторы перегрузки и резерва по сетям среднего напряжения (СН) и низшего напряжения (НН)) обес печивали питание нагрузки. При выборе типов выключателей рекомен дуется руководствоваться следующим: в открытом РУ 110 кВ и выше предусматриваются выключатели наружной установки отечественного или импортного производства;

в закрытом РУ 110 кВ должны, как пра вило, устанавливаться КРУЭ;

в ОРУ 35 кВ элегазовые или вакуумные выключатели;

в РУ 6 и 10 кВ шкафы КРУН с вакуумными или элегазо выми выключателями. При замене выключателей, отслуживших свой срок (напряжением 35 кВ и выше), применяются, как правило, элегазо вые выключатели.

Разрядники в качестве средств защиты от перенапряжений на вновь проектируемых ПС 110750 кВ не применяются. Количество комплектов и место установки ОПНЗ750 кВ выбираются в соответствии с требова ниями ПУЭ. ОПН устанавливаются для защиты трансформаторов, авто трансформаторов и шунтирующих реакторов в цепи их присоединений до выключателя. Проектирование заземляющих устройств выполняется в соответствии с нормированием по допустимому напряжению прикосно вения либо по допустимому сопротивлению растекания.

ПС 35750 кВ сооружаются, как правило, открытого типа.

ПС 35 и 110 кВ преимущественно проектируются комплектными, заводского изготовления. Применение некомплектных подстанций обос новывается проектом.

Сооружение закрытых ПС напряжением 35220 кВ предусматри вается в случаях:

• расположения ПС глубокого ввода с трансформаторами 16 МВ А и более на селитебной территории городов;

• расположения ПС на территории городов, когда это диктуется гра достроительными соображениями;

• расположения ПС в районах с большими снежными заносами, в зонах сильных промышленных уносов и в прибрежных зонах с сильноза соленной атмосферой;

• необходимости снижения уровня шумов до допустимых пределов.

РУ 6 и 10 кВ для комплектных трансформаторных ПС выполняются в виде КРУН или КРУ, устанавливаемых в закрытом помещении.

РУ 6 и 10 кВ закрытого типа могут применяться:

• в районах, где по климатическим условиям, условиям загрязнения атмосферы или наличия снежных заносов и пыльных уносов невозможно применение КРУН;

• при числе шкафов более 25;

• для размещения КРУ СН ПС 500 кВ и выше;

• при наличии обоснования.

На ПС 35330 кВ с упрощенными схемами на стороне ВН с мини мальным количеством аппаратуры, размещаемых в районах с загрязнен ной атмосферой, рекомендуется открытая установка оборудования ВН и трансформаторов с усиленной внешней изоляцией. Закрытая установка возможна при обосновании.

Уровень изоляции оборудования ОРУ выбирается в зависимости от степени загрязнения атмосферы природными или производственными уно сами.

ЗРУ 35330 кВ применяются в районах:

• с загрязненной атмосферой, где применение ОРУ с усиленной изо ляцией или аппаратурой следующего класса напряжения с учетом ее об мыва не эффективно, а удаление ПС от источника загрязнения экономи чески нецелесообразно;

• требующих установки оборудования исполнения ХЛ при отсутст вии такого исполнения;

• стесненной городской и промышленной застройки;

• с сильными снегозаносами и снегопадами, а также с особо суровы ми климатическими условиями и при стесненных площадках при соот ветствующем технико-экономическом обосновании;

• где необходимо снижение уровня шумов до допустимых пределов.

На всех ПС устанавливаются не менее двух трансформаторов собст венных нужд мощностью не более 630 кВА и выше. Для сети собствен ных нужд переменного тока принимается напряжение 380/220 В системы TN-С или TN-C-S. Питание сети оперативного тока от шин собственных нужд осуществляется на выходе 220 В.

Кабели, прокладываемые в пучках или в расположении общепод станционного пункта управления (ОПУ), используются с изоляцией, не распространяющей горение (с индексом НГ).

На ПС 110 кВ и выше, как правило, применяется оперативный по стоянный ток (ОПТ) напряжением 220 В. Источником напряжения ОПТ служит аккумуляторная батарея (АБ), работающая с зарядно подзарядным агрегатом (ЗПА) в режиме постоянного подзаряда.

На ПС используется выпрямленный оперативный ток и переменный оперативный ток.

В проекте ПС должны быть решены в соответствии с ПУЭ и «Рекомендациями...» [8] следующие вопросы:

• управление, автоматика и сигнализация;

• оперативная блокировка неправильных действий при переключе ниях в электроустановках;

• релейная защита;

• противоаварийная автоматика;

• автоматизированное управление, АСУТП, диспетчерское управление;

• средства связи;

• вспомогательные сооружения (масляное, пневматическое и газовое хозяйство);

• водоснабжение, канализация, противопожарные мероприятия, от вод масла;

• ремонт, техническое и оперативное обслуживание;

• охранные мероприятия и биологическая защита;

• учет электроэнергии;

• охрана окружающей среды.

Классы точности коммерческих счетчиков активной электроэнергии для различных объектов учета приведены в табл. 7.1.

Таблица 7. Объект учета электроэнергии Класс точности счетчиков, не ниже Линия электропередачи напряжением 220 кВ и выше 0, Трансформаторы мощностью 63 МВА и более 0,2 (0,5) Линии электропередачи напряжением 35150 кВ 0, Линии электропередачи и вводы напряжением 610 кВ с при- 0, соединенной мощностью 5 МВт и более Прочие объекты учета 1(2) Классы точности счетчиков технического учета активной электро энергии для различных объектов учета приведены в табл. 7.2.

Класс точности счетчиков технического учета реактивной электро энергии может выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков технического учета активной электроэнергии.

Таблица 7. Объект учета электроэнергии Класс точности счет чиков, не ниже Линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше 0, Трансформаторы мощностью 10 МВА и более 0, Линии электропередачи и вводы напряжением 61035 кВ Прочие объекты учета 7.3. Основные требования, предъявляемые к схемам подстанций 35220 кВ Основные требования (часть их для примера приведена ниже), предъявляемые к первичным схемам подстанций в соответствии с рабо той 14198тм-Т1 заключаются в следующем [14].

Схемы РУ подстанций при конкретном проектировании разрабаты ваются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабже ния района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны:

• обеспечить требуемую надежность электроснабжения потребите лей ПС в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нор мальном и послеаварийном режимах;

• учитывать перспективу развития ПС;

• учитывать требования противоаварийной автоматики;

• обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключе ния смежных присоединений;

• обеспечивать наглядность, экономичность и автоматичность.

Схемы РУ должны предусматривать вывод выключателей и отде лителей в ремонт, осуществляемый:

• для всех схем РУ напряжением 6...35 кВ, а также для блочных и мостиковых схем РУ напряжением 110, 220 кВ (за исключением цепи, по которой осуществляется транзит мощности) – путем временного отклю чения цепи, в которой установлен ремонтируемый аппарат;

• для мостиковых схем РУ напряжением 35220 кВ путем приме нения ремонтных перемычек, за исключением случаев, когда перемычки отсутствуют;

• для схем со сборными шинами РУ напряжением 110, 220 кВ – пу тем применения обходных выключателей, за исключением случаев, когда обходная система шин отсутствует;

• для схем РУ напряжением 6–220 кВ – путем установки подменного выключателя, если применяется такой тип выключателя (схемы с выкат ными выключателями, КРУЭ);

• для схем РУ напряжением 330...750 кВ (кроме схемы блока 330, 500 кВ), а также 110220 кВ по схеме четырехугольника отключением выключателя без отключения присоединения.

Число одновременно срабатывающих выключателей в пределах РУ одного напряжения должно быть не более:

• при повреждении линии двух;

• при повреждении трансформаторов напряжением до 500 кВ че тырех, 750 кВ трех.

Сравнение конкурирующих вариантов схем, намеченных на основании перечисленных требований, и их окончательный выбор производятся на ос новании технико-экономических расчетов с учетом показателей надежно сти.

Общие указания по применению типовых схем.

Схемы РУ, указанные в схеме развития энергосистемы, электриче ских сетей района, города или электроснабжения объекта, являются предварительными и выбираются при конкретном проектировании ПС.

Число трансформаторов, устанавливаемых на ПС, принимается, как правило, не более двух.

При наличии на ПС более двух трансформаторов они могут подклю чаться к РУ одного напряжения одновременно обмотками СН одних и обмотками ВН других трансформаторов.

При установке 4-х автотрансформаторов 330750 кВ, например, когда на ПС требуются два средних напряжения, допускается присоединение их на стороне ВН попарно, через один выключатель с установкой разъедини теля в цепи каждого автотрансформатора. При этом управление разъедини телями рекомендуется включать в схему автоматики, обеспечивающую при повреждении одного из автотрансформаторов отключение в бестоковую паузу поврежденного автотрансформатора с помощью разъединителя.

Схемы с отделителями допустимо применять только на напряже нии 110 кВ в случае, когда заказчик не может обеспечить укомплекто вание ПС требуемым количеством выключателей и за исключением сле дующих случаев:

• в РУ, расположенных в зонах холодного климата по ГОСТ 1515069, а также в особо гололедных районах, • в районах с сейсмичностью более 6 баллов по шкале MSK-64, • когда действие отделителей и короткозамыкателей приводит к вы падению из синхронизма синхронных двигателей у потребителя или на рушению технологических процессов, • на ПС транспорта и добычи нефти и газа;

• для присоединения трансформаторов мощностью более 25 MBA, • в цепях трансформаторов, присоединенных к линиям, имеющим ОАПВ.

В схемах без выключателей в цепях трансформаторов для обеспе чения отключения головного выключателя питающей линии при повреж дении трансформатора применяются следующие решения:

• короткозамыкатели в одной фазе для сетей 110 кВ;

• передача сигнала на отключение выключателя с применением уст ройства телеотключения или по кабелям.

Применение передачи отключающего сигнала должно иметь техни ко-экономическое обоснование. В целях резервирования для РУ напря жением 110 кВ допускается установка короткозамыкателя.

Допустимость применения короткозамыкателей на вновь сооружае мых ПС, питаемых от действующих ПС с воздушными выключателями, не соответствующими ГОСТ 67878 для 110 кВ, и расположенных на расстоянии до 4 км от последних, подлежит проверке по условиям от ключения не удаленных коротких замыканий головным выключателем.

При применении типовых схем для конкретного объекта подлежат определению:

• типы, количество и технические параметры основного оборудова ния и ошиновки (с учетом исключения повреждений трансформаторов напряжения от феррорезонансных перенапряжений);

• количество воздушных и кабельных линий;

• необходимость и места установки регулирующих и компенсирую щих устройств, токоограничивающих и дугогасительных реакторов, а также схемы их присоединения;

• режимы нейтралей трансформаторов всех классов напряжений, • необходимость высокочастотной обработки линий и количество обрабатываемых фаз;

• необходимость установки искателей повреждений и устройств для плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ.

Указания по применению блочных схем.

Блочные схемы применяются на стороне ВН тупиковых ПС до кВ включительно или ответвительных ПС, присоединяемых к одной или двум линиям до 220 кВ включительно.

Схема 1 (блок линия-трансформатор без коммутационного оборудо вания или с разъединителем) применяется на напряжении 35...330 кВ при питании линией, не имеющей ответвлений, одного трансформатора. При этом, для защиты линии и оборудования РУ напряжением 330 кВ с трансформаторами любой мощности и РУ напряжением 110 кВ, 220 кВ с трансформаторами мощностью более 25 МВА предусматривается пере дача отключающего сигнала;

для защиты оборудования РУ напряжением 35...220 кВ с трансформаторами мощностью 25 MBА и менее допускает ся использование релейной защиты линии со стороны питающего конца, обеспечивающей отключение линии при коротком замыкании на ней и части обмотки трансформатора без выдержки времени, а при коротком замыкании, на остальной части обмотки трансформатора выдержкой времени второй ступени.

При кабельном вводе в трансформатор разъединитель и ВЧ обработ ка не предусматриваются.

Схема 3 (см. табл. 7.3 – блок линия-трансформатор с отделителем) применяется на напряжении 110 кВ и трансформаторах мощностью до MBА при необходимости автоматического отключения поврежденного трансформатора от линии, питающей несколько ПС.

РУ по схемам 1 и 3 (см. табл. 7.3) могут развиваться за счет установки аналогичного блока без перемычки на ВН. Такое решение рекомендуется применять в условиях интенсивного загрязнения и при ограниченной пло щади застройки. Применение однотрансформаторной ПС допускается при обеспечении требуемой надежности электроснабжения потребителей.

Схема 4 (см. табл. 7.3 – два блока с отделителями и неавтоматиче ской перемычкой со стороны линий) применяется на напряжении 110 кВ и трансформаторах мощностью до 25 MBA.

В зависимости от схем сети начальным этапом развития схемы возможна схема укрупненного блока (блок линия–2 трансформатора) на напряжении 110 кВ с отделителями и на напряжении 35, 220 кВ с вы ключателями – схема 4Н.

При одной линии и двух трансформаторах разъединители в пере мычке допускается не устанавливать.

Схемы 3Н (блок линия-трансформатор) с выключателем и 4Н (два блока линия-трансформатор с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической перемычкой со стороны линии) применяются в соот ветствии с пп.1.3.4 [14]. Схема 3Н применяется на напряжении 35–220, 500 кВ, а схема 4Н – на напряжении 35–220 кВ.

В схеме 3Н (блок линия – трансформатор 500 кВ с выключателем) допустима установка двух параллельно включенных выключателей при условии дальнейшего развития схемы, например, при освоении новых типов выключателей или их приводов.

В схеме 35-3Н и 35-4Н допускается устанавливать ТН в трех фазах при наличии обоснования.

В схемах 3Н, 4Н при применении на ПС системы выпрямленного оперативного тока допускается устанавливать ТН между выключателем и силовым трансформатором.

Указания по применению мостиковых схем.

Мостиковые схемы применяются на стороне ВН ПС 35...320 кВ при необходимости осуществления секционирования линий и мощности трансформаторов до 63 MBА включительно.

На напряжении 110...220 кВ мостиковые схемы применяются, как правило, с ремонтной перемычкой;

при соответствующем обосновании перемычка может не предусматриваться. На напряжении 35 кВ при элек трификации сельских сетей перемычка, как правило, не предусматривается.

Схема 5 (см. табл. 7.3 – мостик с выключателем в перемычке и отде лителями в цепях трансформаторов) применяется на напряжении 110 кВ и трансформаторах мощностью до 25 МВА включительно.

В зависимости от схемы сети начальным этапом развития схемы возможна схема укрупненного блока на напряжении 110 кВ с отделите лями и, при соответствующем обосновании, с выключателями.

Схемы 5Н (см. табл. 7.3 – мостик с выключателями в цепях трансфор маторов и ремонтной перемычкой со стороны линий) и 5АН (мостик с вы ключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со сторо ны трансформаторов), применяются в соответствии с условиями, изложен ными выше, на напряжении 35-220 кВ. Применение схемы 5 с заменой от делителей на выключатели на вновь сооружаемых ПС не рекомендуется.

При необходимости секционирования сети на данной ПС в режиме ремонта любого выключателя предпочтительнее применять схему 5АН.

Схемы 5, 5Н, 5АН (см. табл. 7.3) могут быть применены при уста новке на первом этапе развития ПС одного трансформатора. Количество выключателей при этом определяется технической необходимостью.

Общепринятое по работе [14]: 14198тм-Т1 обозначение схем рас пределительных устройств 110 кВ приведено ниже в табл. 7.3.


Таблица 7. Наименование схемы Номер схемы Блок (линия-трансформатор) с разъединителем 110- Блок (линия-трансформатор) с отделителем 110- Блок (линия-трансформатор) с выключателем 110-3Н Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со сто роны линий 110- Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий 110-4Н Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов 110- Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий 110-5Н Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов 110-5АН Заход-выход 110- Четырехугольник 110- Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная систе мы шин 110- Две рабочие и обходная системы шин 110- Две рабочие, секционированные выключателями, и обходная сис темы шин, с двумя обходными и двумя шиносоеденительными вы ключателями 110- В работе [14] даны схемы по другим направлениям от 35 кВ до кВ. В настоящей книге приведены для примера номера схем 110 кВ.

7.4. Выбор комплектной подстанции 110 кВ завода «Группа компаний «Электрощит»-ТМ Самара»

Предположим, что проектная организация получила техническое за дание на проектирование двухтрансформаторной подстанции мощностью 210 МВА напряжением 110/10 кВ в Саратовской области. По условиям нашего примера, проектировщики участвовали совместно с заказчиком в подготовке задания и определили технико-экономическими расчетами ос новные параметры подстанции: мощность и число трансформаторов, на пряжение и место расположения объекта, экономическую эффективность по укрупненным показателям стоимости 1 кВА установленной мощности трансформаторной подстанции.

При проектировании подстанции необходимо решить все вопросы, изложенные в предыдущих разделах настоящей книги и указанных нор мативных документах.

В результате проектирования заказчику должна быть выдана проект но-сметная документация в полном объеме в соответствии с заданием и до говором. Для принятого здесь примера объем планово-сметной документа ции (ПСД) на бумажном носителе должен составлять порядка 8 томов.

Очевидно, что в настоящей книге нет возможности привести в качестве примера содержание реального проекта. Поэтому приведем минимально возможный порядок выбора подстанции и основных действий проекти ровщика.

После проработки и составления задания проектировщик самостоя тельно или совместно с заказчиком определяет завод-изготовитель под станции. Допустим, по условиям поставки и транспортировки, качеству оборудования и другим показателям выбирается «Группа компаний «Электрощит»-ТМ Самара». Следующим шагом должен быть выбор типа подстанции. Заданным условиям подходит КТПБ-110/10 кВ. Выбрав дан ный тип изделия (объекта), проектировщик выполняет технико экономическое сравнение вариантов, одним из которых является приня тый. Убедившись в экономической выгоде, проектировщик делает сле дующий шаг и выбирает основное оборудование по его техническим по казателям и соответствию конкретным условиям, например, номиналь ным токам нагрузки и токам к. з. При этом делаются несложные проме жуточные экономические расчеты и сравнение стоимости принимаемого оборудования и аналогичного.

Далее уточняется необходимая мощность, делается выбор транс форматора (основного силового), выполняется компоновка подстанции с учетом всего выбранного оборудования, уточняется состав рабочего проекта. Разрабатываются основные чертежи генплана, размещение самой подстанции и оборудования на ее территории.

Здесь предполагается, что расположение подстанции было определено перспективной схемой развития города или холдинга (допустим, дочернего ОАО РАО «ЕЭС России», в нашем примере это ОАО «Саратовэнерго»). По объему рабочие чертежи составляют значительную часть всей ПСД. Вы полняется рабочая документация по всем разделам несколькими проекти ровщиками, специализирующимися по отдельным видам работ: электро технические решения, строительные чертежи, релейная защита и автомати ка, связь, охрана окружающей среды и другие. Все чертежи выполняются в завершенном виде. При необходимости, делаются различные технические и сравнительные экономические расчеты.

Рабочие чертежи выполняются в соответствии со стандартами и пра вилами (часть которых указана в приложениях настоящей книги).

В завершение составляется сметный расчет с локальными и объект ными сметами и окончательный расчет экономической эффективности.

Основные экономические показатели заносятся также в общую поясни тельную записку рабочего проекта.

Пример краткого изложения порядка выбора электрооборудования и главной схемы электрических соединений целесообразно начать с крат кой характеристики завода-изготовителя подстанций, выпускающего не сколько типов подстанций (см. приложение № 10), а закончить приведе нием опросного листа (форма дается в заводской информации).

Общие сведения о заводе «Электрощит» и подстанции Завод «Электрощит» осуществляет поставки 7 комплектных транс форматорных блочных модернизированных подстанций КТПБ(М) клас сов напряжений 35, 110 и 220 кВ.

Указанные подстанции рассматриваются как сооружения, строи тельство и монтаж которых в каждом случае осуществляются на основании проекта и привязки, выполняемых проектной организацией.

Подстанции имеют характерные особенности, которые позволят сде лать минимальными затраты за весь срок их службы:

• поэтапное расширение и развитие от простых к более сложным схемам без дополнительных работ по реконструкции и перерывов в пи тании потребителей;

• комплектация высоковольтным оборудованием по всей отечест венной номенклатуре, а также номенклатуре зарубежных фирм, включая АВВ, «Шнайдер Электрик», Сименс, совместное предприятие АВВ– Электротяжмаш и др.

Оборудование по своим техническим данным удовлетворяет по следним нормам МЭК и ГОСТ.

Подстанции надежно работают по всем действующим в стране типо вым схемам электрических соединений (см. работу «ЭСП» 14198 тм – Т1, выдержки из которой даны в разделе 7.3).

Подстанции обеспечивают электроснабжение различных потребите лей, в том числе:

• энергетические системы России и стран СНГ;

• нефтегазодобывающие отрасли;

• городские и сельские электрические сети.

Простота и компактность конструкций блоков со смонтированными вспомогательными цепями и наличие укрупненных узлов, готовых к мон тажу, позволяют сделать коротким срок монтажа.

Подстанции всех напряжений телемеханизированы, с микропроцес сорными системами защит и централизованным управлением электриче скими сетями.

Дальнейшее техническое развитие подстанций, разрабатываемых и изготавливаемых ОАО «Самарский завод «Электрощит», направлено на:

• расширение области применения в результате создания закрытых комплектных трансформаторных подстанций (ЗКТП) напряжением 110 кВ;

• создание в ближайший период, в случае заинтересованности по тенциальных потребителей, закрытых подстанций 35 кВ.

Назначение КТПБ(М) 35, 110 и 220 кВ предназначены для приема, преобразова ния и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц.

КТПБ(М) 35-220 кВ рассчитаны для работы в условиях:

• высота установки над уровнем моря – не более 1000 м;

• температура окружающего воздуха по ГОСТ 15150-69 для КТПБ(М) 35-220 кВ – от минус 60 до плюс 40 °С (У1, ХЛ1);

• область применения по ветру и гололеду I–IV район в соответствии с ПУЭ;

• механические факторы внешней среды – по группе условий экс плуатации М1 по ГОСТ 17516.1-90;

• тип атмосферы – II по ГОСТ 15150-69;

• сейсмостойкость – 8 баллов по шкале МSК-64;

• категория изоляции высоковольтных аппаратов – А (I), Б (II*) по ГОСТ 9920-89.

Сравнивая условия климата, атмосферы и сейсмостойкости с усло виями, на которые рассчитана выбираемая КТПБ(М) – 110/10 кВ, проек тировщик должен сделать вывод, что принимаемая к строительству ПС соответствует местным реальным условиям: схема 110-5АН (рис. 7.3).

Структуру условного обозначения КТПБ(М)35-220кВ см. на рис. 7.4.

Пример условного обозначения:

КТПБ(М)-220-5Н-Т/110-12-Т/10-263000-59-А-2-85-У1 ТУ34-13-10922 85 расшифровывается: комплектная трансформаторная подстанция блоч ная модернизированная – КТПБ(М), на стороне высшего напряжения номинальное напряжение – 220 кВ, номер схемы – 5Н, условное обозна чение типа выключателя ВМТ-220кВ – Т;

на стороне среднего напряже ния номинальное напряжение 110 кВ, номер схемы – 12, условное обо значение типа выключателя ВМТ-110 кВ – Т;

номинальное напряжение стороны низшего напряжения – 10 кВ, количество и мощность силовых трансформаторов – 2 63000 кВА, условное обозначение типа ячеек КРУ – К-59, категория внешней изоляции оборудования – А, без ОПУ заво дской поставки – 2, год разработки изделия – 1985, климатическое ис полнение и категория размещения – У1, номер заводских технических условий – ТУ 34-13-10922-85.

КТПБ(М)-110-5АН-Т/10(6)-263000-59-А-1-85-У1 ТУ34-13-10922- Рис. 7.3. План и разрезы подстанции КТПБ(М) Комплектная трансформаторная под станция блочная модернизированная Номинальное напряжение – номер, схемы электрических соединений* – условное обозначение типа выключа теля ** стороны высшего напряжения.

Номинальное напряжение – номер схемы – условное обозначение типа выключателя ** стороны среднего на пряжения Номинальное напряжение стороны низшего напряжения Количество, мощность силовых трансформаторов Условное обозначение типа ячеек КРУ и место их расположения *** Категория внешней изоляции обору дования по ГОСТ 9920-89**** Наличие ОПУ заводской поставки ***** Год разработки изделия Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150- Номер настоящих технических усло вий 1.* Номера схем электрических соединений стороны среднего и стороны высшего напряжений.

2. ** Условные обозначения типов выключателей стороны среднего и стороны высшего напряжений приняты следующие:


В – ВБН-35;

Т – ВМТ-110Б;

ВМТ-220Б;

Д – ДТ1-145F1;

К – ВВС-35;

Э – ВГБЭ-35;

ВГБЭП-35;

А – ВБНТ-35.

Г – ВГТ-110II;

Б – 1ТВП1 145;

Б – ВГБ-110;

Н – НРL 245;

У – ВБЭТ-35;

Р – 145РМ40;

242РМК40;

Х – ВЭБ-110;

М – ВМУЭ-35;

С – С35М;

Е – ЗАР1-FG123(126);

3. *** Расположение ячеек КРУ 10(6) кВ на плане подстанции (смотреть на силовой трансформатор со стороны низшего и среднего напряжения): Л – слева, П – справа.

При размещении КРУ между силовыми трансформаторами и ОРУ индекс опускается.

4. **** Категория внешней изоляции оборудования:

А (I) – нормальная (удельная длина пути утечки – не менее 2,0 см/кВ);

Б (II*) – усиленная (удельная длина пути утечки – не менее 2,25 см/кВ).

5. ***** Наличие ОПУ:

1 – ОПУ заводской поставки;

2 – без ОПУ заводской поставки.

Рис. 7.4. Структура условного обозначения КТПБ(М)35-220кВ Технические характеристики Технические параметры КТПБ(М) 35–220 кВ представлены в табл. 7.4.

Таблица 7. Наименование Величина параметра 220 кВ 110 кВ 35 кВ 20 кВ 10(6) кВ 1. Номинальная мощность си- 2000 2500 – – – лового трансформатора, кВА 125000 2. Номинальное напряжение, 220 110 35 20 10(6) кВ 3. Номинальный ток главных 630 630 630 630 1000... цепей, А 4. Номинальный ток сборных 1000 1000...20 630 630 1000... шин, А 00 5. Ударный ток КЗ, кА 65 65;

81 26 26 52;

6. Ток термической стойкости, 25 25 10 20 20;

31, кА 7. Номинальное напряжение вспомогательных цепей – переменного тока, В 380/220 380/220 380/220 380/220 380/ – постоянного тока, В 220 220 220 220 КТПБ(М) 35-220 кВ соответствуют требованиям технических усло вий ТУ 34-13-10922-85.

Принципиальные схемы главных цепей КТПБ(М) 35-220 кВ соот ветствуют типовым схемам № 407-03-456.87.

Принципиальные схемы вспомогательных цепей соответствуют дейст вующим типовым решениям и приведены в заводских информационных со общениях ОГК.143.112-86 «Комплектные подстанции исполнения ХЛ, ис полнения У. Вторичная коммутация» и ТИ-003 «Схемы вспомогательных цепей комплектных распределительных устройств серии К-59 и комплект ных трансформаторных подстанций типа КТПБ(М) 110-35 кВ»[13, 14, 15, 16].

Компоновки КТПБ(М) 35–220 кВ, т. е. взаимное размещение эле ментов, учитывают особенности конструкций всех типов применяемого электрооборудования, а также требования к возможности дальнейшего расширения ОРУ и использования на всех этапах строительства и экс плуатации подстанций современных средств механизации работ.

Из перечня оборудования отечественного и импортного производст ва, предусмотренного в схемах главных цепей КТПБ(М) 35–220 кВ, про ектировщик выбирает необходимое оборудование, которое указывается в спецификациях и опросных листах.

Состав подстанции КТПБ(М) 35–220 кВ состоит из следующих основных элементов:

1) силовых трансформаторов (автотрансформаторов);

2) линейных регулировочных трансформаторов;

3) открытых распредустройств (ОРУ) 220, 110, 35(20) кВ;

4) комплектного распределительного устройства (КРУ) 10(6) кВ наружной установки;

5) фундаментов;

6) грозозащиты;

7) заземления;

8) ограды;

9) туалета.

Конструкциями КТПБ(М) 35–220кВ предусматривается установка на подстанции силовых трансформаторов (автотрансформаторов) с вы водами и устройствами, расположенными на крышке в соответствии с тре бованиями ГОСТ11677–85, ГОСТ11920–93, ГОСТ12965–93 и ГОСТ17544– 93.

Состав ОРУ 35(20)–220 кВ ОРУ35–220 кВ в общем виде состоят из:

• транспортабельных блоков 35, 110, 220 кВ со смонтированными высоковольтными аппаратами, главными и вспомогательными це пями согласно принципиальной электрической схеме на подстан цию;

• общеподстанционного пункта управления;

• жесткой и гибкой ошиновок;

• кабельных конструкций;

• осветительных установок.

В зависимости от главной схемы, электрических соединений и функционального назначения применяются следующие блоки 35 кВ:

• блок линии;

• блок ввода;

• блок шинных аппаратов;

• блок опорных изоляторов;

• блок разъединителя;

• блок трансформатора собственных нужд;

• блок кабельных муфт.

В зависимости от наличия высоковольтных аппаратов в блоке при меняются различные схемы вспомогательных цепей.

Чертеж вспомогательной схемы на конкретное исполнение постав ляется на каждый заказ в объеме сопроводительной документации. Кабе ли внешних соединений подключаются к клеммам шкафа и заводятся в шкаф через специальные сальники.

Релейная аппаратура в блоке не устанавливается.

Для ограждения тех токоведущих частей блоков 35 кВ, которые мо гут оказаться под напряжением, предусмотрены переносные ремонтные ограждения с приспособлением для их запирания. Четыре комплекта ог раждения входят в объем поставки КТПБ(М) с блоками 35кВ.

Блоки 110 кВ и 220 кВ в зависимости от главной схемы электрических соединений и функционального назначения применяются следующие:

• блок разъединителей;

• блок приема;

• блок трансформаторов напряжения;

• блок трансформаторов тока;

• блок выключателя;

• блок заземлителя и ограничителей перенапряжения (разрядников);

• блок опорных изоляторов;

• блок ограничителей перенапряжения (разрядников).

Металлоконструкции блоков 110 кВ имеют общее принципиальное решение, обеспечивающее их унификацию по размерам, применяемым материалам, способу крепления на фундаменты.

Металлоконструкции блоков обеспечивают нормальные условия ра боты, надежную транспортировку оборудования, обладают достаточной механической прочностью.

КТПБ(М) 110 и 220 кВ по развитым схемам состоят из ячеек, ко торые по своему назначению делятся на:

• ячейки линий;

• ячейки трансформаторов;

• ячейки шиносоединительного выключателя;

• ячейки обходного выключателя;

• ячейки шиносоединительного и обходного выключателей.

Конструкция ячеек предусматривает возможность набора в любом порядке. Ошиновка ОРУ35–220 кВ.

В ОРУ 35–220 кВ применяются жесткая и гибкая ошиновки.

Жесткая ошиновка предельно унифицирована для всех напряжений и изготавливается из труб алюминиевого сплава, отпайки и перемычки – проводом марки АС или АСКП. Для соединения между собой и с кон тактными выводами высоковольтных аппаратов на шинах имеются спе циальные контактные пластины, а для отпаек и перемычек – аппаратные зажимы. Жесткие трубчатые шины имеют с одной стороны узел компен сации, конструкция которого позволяет перемещаться шине в пределах узла на ±70мм.

Ошиновка расположена в один или два яруса. Нижний ярус трубча той ошиновки 35–110 кВ опирается на колонки аппаратов или опорные изоляторы, на нем установлены специальные надставки, на которых за креплена ошиновка верхнего яруса.

Гибкая ошиновка применяется для присоединения ячеек ввода 35 кВ и КРУ 6(10) кВ к силовому трансформатору. Количество проводов в фазе и марка провода зависят от величины номинального тока ячейки ввода.

С одного конца провода спрессованы аппаратными зажимами, второй конец спрессовывают на месте монтажа подстанции после уточнения длин проводов. На опорных изоляторах провод закрепляется шинодержателями.

При наличии двух и более проводов в одной фазе применяются распорки.

Кабельные конструкции Прокладка контрольных кабелей по территории подстанции осущест вляется в подвесных лотках, проложенных на высоте 2 м от уровня плани ровки (в качестве опорных конструкций используются каркасы и стойки блоков), и в наземных лотках из сборного железобетона (см. типовой про ект № 4.407-267 института «Энергосетьпроект»). Подвесные лотки пред ставляют собой коробчатую конструкцию, открытую снизу. Нижний проем перекрывается съемными планками, на которые укладываются кабели.

Лотки крепятся к опорным металлоконструкциям и стыкуются меж ду собой при помощи вкладышей, которые входят в оба соединяемых лотка. Для перехода кабелей из наземных лотков в подвесные применя ются кабельные шахты, устанавливаемые на конструкциях КТПБ(М).

Чертеж раскладки кабельных конструкций входит в комплект това росопроводительной документации завода для каждой КТПБ(М).

Общеподстанционный пункт управления.

Общеподстанционные пункты правления ОПУ-7 и ОПУ-8 представ ляют собой отдельные помещения с утепленными ограждающими трех слойными панелями, в которых размещены устройства защиты, управле ния и сигнализации и аппаратура и оборудование высокочастотной связи.

Внутренние размеры в плане: – для ОПУ-7 – 6,8252,35, для ОПУ-8 – 13,652,35. Конструкция и масса ОПУ позволяют транспортировать его с завода в полностью собранном виде.

Подробные технические сведения по ОПУ приведены в информаци онном сообщении ОГК. 143.112–86 «Комплектные подстанции 35– кВ исполнения ХЛ, исполнения У. Вторичная коммутация».

Для общего освещения территории подстанции применяются осве тительные установки типа ОУ-2, на каждой из которых размещены четы ре светильника на высоте около 7 м. Конструкция осветительной уста новки обеспечивает обслуживание светильников с земли и позволяет за менять лампы без снятия напряжения на подстанции.

Местное освещение выполнено с помощью переносной лампы на напряжение 36 В, входящей в комплект поставки КТПБ(М).

В клеммных шкафах блоков установлены розетки для подключения переносной лампы.

КРУ 10(6) кВ поставляются блоками, в каждом блоке до 6 ячеек.

Блок КРУ состоит из высоковольтной части, смонтированной на же сткой раме, коридора управления и металлической защитной оболочки.

Защитная оболочка КРУ исполнения ХЛ1 выполнена с теплоизоляцией из пенополиуретановых элементов. КРУ поставляются с полностью соб ранными в пределах блока главными и вспомогательными цепями.

Подробные технические материалы по КРУ приведены в каталогах:

• «Комплектные распределительные устройства напряжением 6– кВ наружной установки серии К-59»;

• «Комплектные распределительные устройства напряжением 6– кВ наружной установки серии К-61»;

• «Комплектные распределительные устройства напряжением 6– кВ серии К-59УЗ»;

• «Комплектные распределительные устройства напряжением 6– кВ серии К-63», а также в технических информациях;

• ТИ-003 «Схемы вспомогательных цепей комплектных распредели тельных устройств серии К-59 и комплектных трансформаторных подстанций типа КТПБ(М) 110–35кВ»;

• ТИ-006 «Комплектные распределительные устройства напряжени ем 6–10 кВ серии К-59УЗ».

Фундаменты под элементы КТПБ(М) для стационарной установки предусматриваются незаглубленного типа и состоят из железобетонных лежней, укладываемых непосредственно на спланированную поверх ность грунта либо на выровненную песчаную подушку. Конструкция КТПБ(М) позволяет применять заглубленные фундаменты: стойки УСО и сваи. В поставку завода фундаменты не входят.

Сборные железобетонные элементы для КТПБ(М) включены в от раслевой каталог «Сборные железобетонные изделия и конструкции», т II, ч. 4, лежни типа ЛЖ, балки типа БУ 15А, плиты НСП-12а изготавли ваются по чертежам.

Грозозащита выполняется с помощью стержневых молниеотводов, устанавливаемых на концевых опорах и, при необходимости, на опорах, стоящих отдельно.

Заземление блоков, трансформаторов, шкафов КРУ и других метал лических частей, которые могут оказаться под напряжением вследствие повреждения изоляции, осуществляется путем создания электрического контакта их с контуром заземления подстанции. Расчет контура заземле ния КТПБ(М) выполняется проектной организацией.

Ограда КТПБ(М) 35–220 кВ выполняется из металлических сетча тых панелей. В местах возможного проезда устанавливаются съёмные звенья или ворота.

Заказчик в опросном листе оговаривает длину внешней ограды.

КТПБ(М) 35–220 кВ подвергалась сертификационным испытаниям на соответствие требованиям безопасности. Результаты испытаний положи тельные. Получен сертификат соответствия № РОСС RU МВО 2 В 00015.

Комплектность В комплект поставки КТПБ(М) 35–220 кВ входят:

• блоки 35(20), 110 и 220 кВ (в нашем примере – на 35 и 110 кВ);

• общеподстанционный пункт управления;

• ошиновка ОРУ-35 кВ, ОРУ-110 кВ;

• кабельные конструкции;

• осветительная установка;

• шкафы КРУ 10(6) кВ, включая шкаф трансформатора собственных нужд;

• грозозащита;

• ограда;

• туалет;

• запасные части, приспособления и принадлежности согласно ведо мости ЗИП.

По отдельному заказу изготовителем КТПБ(М) могут поставляться:

• элементы контура заземления;

• силовые трансформаторы и автотрансформаторы с устройствами для их установки;

• выключатели на напряжения 110 кВ;

• трансформаторы тока и напряжения 110 кВ;

• разрядники и ограничители перенапряжения;

• заземляющие и токоограничивающие реакторы;

• трансформаторы собственных нужд;

• оборудование и аппаратура высокочастотной связи и телемехани ки.

Оформление заказа Техническое задание заводу на изготовление КТПБ(М) 35–220 кВ оформляется в виде опросных листов. Опросные листы составляются от дельно на КТПБ(М) в целом, на каждую секцию КРУ 10(б) кВ и на ОПУ, входящие в комплект поставки.

Опросные листы выполняются по установленным формам.

Рекомендации по выполнению проектов привязки Рекомендации по выполнению проектов привязки КТПБ(М) и чер тежей общих видов КТПБ(М) 35–220 кВ изложены в разделе 8 информа ционного сообщения ОАЩ.143.020 и ТИ–064 «Подстанции типа КТПБ(М) 35–220 кВ. Техническая информация и чертежи».

Далее проектировщик должен выполнить привязку подстанции к мест ным конкретным условиям и укомплектовать ПСД в соответствии со СНиП 11-01–95, а также передать заказчику в установленный договором срок.

8. Выбор электрооборудования На примере выбора и оценки разъединителей, выключателей, транс форматоров силовых, ограничителей перенапряжения и других изделий рассмотрим инженерный подход к выбору современного наиболее тех нологического электрооборудования подстанций. Предполагается, что проектировщик – читатель книги – обладает знаниями и навыками выбо ра оборудования по показателям назначения, качества и другим, опреде ляемым действующими нормами, поэтому здесь отражены только осо бенности выбора по условиям технологичности, новизны выпуска заво дами. При этом необходимо учесть требования «Концепции технической политики РАО «ЕЭС России», принятой в 2005 г. [40].

8.1. Трансформаторы силовые Развитие энергосистем России сопровождалось ростом рабочих на пряжений и единичной мощности трансформаторов.

В настоящее время в электрических сетях России эксплуатируются силовые масляные трансформаторы на напряжение от 6 до 1150 кВ и но минальной мощностью от 5 до 1200 МВА.

Общая мощность установленных на подстанциях 35–750 кВ энерго систем России силовых трансформаторов составляет 575 ГВА, из них на подстанциях СВН (330–750 кВ) – 150ГВА. Наибольшая доля по общей мощности приходится на трансформаторное оборудование единичной мощностью 200–300 МВА, около половины мощности всех трансформа торов 120МВА и более.

По предельным мощностям и высшим номинальным напряжениям отечественные силовые трансформаторы находятся на мировом уровне, однако, есть некоторое отставание от зарубежного уровня из-за больших потерь, что объясняется качеством отечественной электротехнической ста ли.

Повреждаемость наших трансформаторов СВН одна из самых низ ких в мире, однако отдельные типы трансформаторов имеют повышен ную повреждаемость, что вызвано отсутствием материалов с необходи мыми параметрами: твердой изоляции, уплотнений и комплектующих узлов высокого качества.

В 80-х годах начата частичная разунификация номенклатуры транс форматоров, разработаны трансформаторы с комбинированной трехвари антной системой охлаждения, серия трансформаторов с мощностью обмо ток НН и СН ниже номинальной, автотрансформаторы без третичной об мотки.

К концу 80-х годов в стране было около 20 специализирующихся на выпуске трансформаторов заводов, крупнейшим среди них был Запорож ский трансформаторный завод (ЗТЗ), который в комплексе со Всесоюзным институтом трансформаторостроения мог изготовлять, испытывать и ис следовать мощнейшие трансформаторы на напряжения вплоть до 1150 кВ.

Примером достижения высшего мирового уровня является уникаль ный по характеристикам и технологическим решениям трансформатор для Рогунской ГЭС (одна из последних разработок ЗТЗ – ПО «Запорожтранс форматор» в рамках СССР). Этот трансформатор (типа ТЦ-666000/500) выполнен сейсмостойким, его габариты позволяют транспортировку в трудных дорожных условиях автотрейлером и размещение на подстанции малой площади, построенной в условиях скальной выработки.

В настоящее время предпринимаются активные меры по разверты ванию производства мощных трансформаторов в России, резко повыше но производство трансформаторов I–II габаритов. Налаживается выпуск трансформаторов на напряжения до 500 кВ и мощностью до 400 МВА Московским электрозаводом, ОАО «Уралэлектротяжмаш» и ОАО «Трансформатор» (Тольятти).

Парк трансформаторного оборудования наших энергосистем имеет большую долю оборудования, отработавшего установленный стандарта ми минимальный срок службы. Около 45 % трансформаторов перешло за срок службы 20 лет, а около 30 % – за 25 лет. Опыт показывает, что про дление срока службы трансформатора до 30–40 лет возможно при усло вии грамотного обслуживания, наблюдения за состоянием и своевремен ного устранения развивающихся дефектов. Существует мнение, что срок службы 45–50 лет следует признать критическим, дальнейшая эксплуата ция является неоправданным риском. По результатам обследования большого числа трансформаторов с большими сроками службы, прове денного ОАО «ВНИИЭ», «Техносервис-Электро» и другими организа циями, срочного вывода требуют не более 2 % трансформаторов, капи тальный ремонт нужен 20–25 % старых трансформаторов, незначитель ные ремонтные работы нужны для 30–35 %, 40–50 % обследованных трансформаторов могут работать без ограничений.

Из-за практической невозможности замены всех старых трансфор маторов на новые требуются меры по поддержанию работоспособности и продлению их срока службы. Одной из таких мер является восстановле ние и поддержание состояния изоляции с помощью обработки масла в работе, а также очистки изоляции «моющими» маслами. Особо ответст венные трансформаторы нуждаются в системах непрерывного контроля состояния в работе.

В приложении № 11 даны для примера характеристики двух распро странённых в сетях АО-энерго РАО «ЕЭС России» силовых трансформа торов с высшим напряжением 110 кВ. Наиболее известными заводами изготовителями являются отечественный в г. Тольятти и украинский в г.

Запорожье.

8.2. Выключатели Мощность и рабочее напряжение коммутационного оборудования являются следствием развития электрических сетей. В 30-х годах отече ственными заводами были освоены выключатели на 110, 154 и 220 кВ, к пуску Волжских ГЭС начат выпуск выключателей на 400 кВ.

В электрических сетях России эксплуатируется около 30000 выклю чателей напряжением от 110 до 750 кВ. Больше половины выключателей – масляные баковые на 110–220 кВ. Такие выключатели серий МКП и У поставлялись в энергосистемы страны с 30-х до 80-х годов заводом «Ура лэлектроаппарат». Маломасляные выключатели 110 и 220 кВ ВМТ-110 и ВМТ-220 производства УЭТМ составляют около четверти всего парка.

Выпуск этих двух типов выключателей продолжается и в настоящее вре мя. Небольшое число баковых выключателей 110 и 220 кВ поставлено ОАО «Энергомеханический завод».



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.